Определение пластового давления в скважине

Определение пластового давления

⇐ ПредыдущаяСтр 14 из 32Следующая ⇒

Пластовое давление ‑ это давление флюидов против середины перфорированного интервала в длительно простаивающих скважинах и в скважинах действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Оно определяется:

1) путем прямых измерений глубинными манометрами;

2) путем пересчета с помощью формул по величине устьевого статического давления;

3) по глубине статического уровня;

4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов.

Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пластовое давление определяют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамические условия пласта из скважин, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи.

Забойное давление ‑ это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. Его определяют:

1) прямым измерением глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубинных приборов через затрубное пространство;

2) измерением глубины динамического уровня;

3) измерением давлений на устье скважин.

В добывающих скважинах р_заб < р_пл , в нагнетательных – р_заб > р_пл. Основным требованием к определению забойного давления является обеспечение замеров при установившемся режиме работы скважин.

В чисто газовых скважинах пластовое давление р_Г не определяют прямыми замерами, а рассчитывают в соответствии с величиной устьевого давления ρ_у и относительной плотности газа по воздуху δ_Г по барометрической формуле

где Н_п ‑ глубина средней точки интервала перфорации; z_ср ‑ средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре Т_ср в стволе скважины.

В газовых скважинах со столбом жидкости на забое пластовое давление определяют по соотношению

где ρ_г ‑ давление газа на глубине статического уровня, рассчитываемое по формуле, МПа; Н_ст ‑ глубина статического уровня, м; δ_Ж ‑ средняя плотность жидкости в интервале глубин от Н_п до Н_ст.

Наличие сведений о давлениях в отдельных пластах, разрабатываемых совместно, позволяет устанавливать интервалы повышенного воздействия на них закачиваемых вод и тем самым прогнозировать опережающее обводнение этих интервалов.

Особого подхода требуют исследования малодебитных фонтанирующих скважин (до 40 м³ /сут). По режиму работы их можно разделить на работающие стационарно и периодически (в пульсирующем режиме). В первом случае исследования проводят обычным способом с дополнительным контролем постоянства режима дистанционным манометром. Периодически фонтанирующие скважины должны исследоваться по специальной методике, базирующейся на предварительном изучении режима их работы. Изучение проводится в три цикла.

Первый цикл (в закрытой скважине) предусматривает определение положения забоя, интервала перфорации, башмака насосно-комнрессорных труб, нефтеводораздела и получение фоновых кривых температуры и давления.

Второй цикл включает регистрацию давления и притока при пуске скважины в работу. Комплексный прибор, имеющий датчики расхода и давления, помещают над объектом и снимают их показания по времени после пуска скважины в работу до прекращения ее работы. После этого скважину закрывают для восстановления забойного давления.

Третий цикл исследований проводится после следующего пуска скважины в работу в период стабильного дебита. Регистрируются диаграммы расходометрии и барометрии, затем ‑ индикации притока и состава жидкости, термометрии. Обработка результатов исследований при стабильном режиме работы скважины проводится в обычном порядке.

Пластовые давления в эксплуатируемой многопластовой залежи в каждом отдельном пласте определяют по результатам комплексных исследований расходометрией и забойным манометром, проведенных на разных установившихся режимах работы скважины. Режим работы скважины изменяют путем смены штуцера, который создает разное давление на забое или депрессию. Одновременно с измерением забойного давления в установившемся режиме работы скважины проводят определение профилей притока или приемистости над всеми пластами и каждым из них в отдельности. По результатам этих исследований строят графики зависимости дебита (расхода) пласта Q от величины забойного давления ρ_заб – индикаторные диаграммы (рис. 22).

Рис. 22. Индикаторные диаграммы, полученные при исследовании многопластового объекта:

1-3 – индикаторные диаграммы для трех отдельных пластов, 4 - суммарная индикаторная диаграмма;

пластовые давления, МПа: ρ₁=15,8; ρ₂=15,6; ρ₃=16,9;

суммарное давление ρ₄ =16,2 МПа

Начальный участок индикаторной линии на графике Q =f(ρ_заб) часто близок к линейному. Экстраполируя индикаторные линии до нулевого дебита (Q = 0), т.е. до пересечения с осью абсцисс, получают величину пластового давления для каждого пласта в отдельности. Если давления в пластах получают различные, то это указывает на перетоки жидкости между ними в начальный период. Перетоки могут быть продолжительными, если в окружающих скважинах отбор ведется из одного пласта, а закачка - в другой пласт.

Из рис. 22 видно, что индикаторные линии, снятые на четырех режимах работы скважины, имеют линейный вид, что свидетельствует об установившихся режимах их работы. Пластовое давление, определенное по суммарной кривой 4 для всех трех пластов, оказалось меньше пластового давления, найденного по диаграмме для нижнего пласта (кривая 3). Следовательно, в закрытой скважине вероятен переток из нижнего пласта в верхние. Для установления перетока расходомер необходимо поместить между пластами и после закрытия скважины снять кривую изменения дебита во времени.

Результаты измерения пластового давления могут использоваться как для построения карт изобар на определенную дату, так и при интерпретации материалов других методов исследования скважин.

Контрольные вопросы

1. Какими способами можно измерить пластовое давление?

2. Какими способами измеряется забойное давление?

3. Какие задачи решаются по данным измерения давления?

infopedia.su

Расчёт приведённого пластового давления. — Студопедия

Основы разработки и эксплуатации

Нефтегазовых месторождений

Лабораторная работ № 4

Расчёт приведённого пластового давления.

г. Ханты-Мансийск

2017 г.

Пластовое давление.

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

(1.1)

где L - глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближенно соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, связаны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превышающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью и чаще всего встречаются в складчатых районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

(1.2)

Здесь р_ж- плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Р_у- давление на устье скважины, Па.

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

Расчёт приведённого пластового давления.

Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят к какой-либо одной условной плоскости, например плоскости ВНК.

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пластовым давлением. Его определяют по формуле:

Р_пр =Р_пл± 0,00981 ∆Н ρ_н,

где Р_пл- измеренное пластовое давление в скважине, Па;

∆Н - расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по вертикали, м.

Знак плюс соответствует случаю, когда точка измерения расположена выше плоскости приведения, знак минус - когда эта точка находится ниже плоскости приведения

Задача 1. Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий (табл. 1.1).

Решение.

1) Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

h_н = L_C- h_cm = 1870 - 37 = 1833м.

Таблица 1.1.

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий

Глубина скважины L_nм
Статический уровень м
Плотность дегазированной нефти р_нд, кг/м⁵
Плотность пластовой нефти р_пр кг/м³
Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий

Глубина скважины L_nм
Статический уровень м
Плотность дегазированной нефти р_нд, кг/м⁵
Плотность пластовой нефти р_пр кг/м³

Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насыщения, м²

2) Вычисляем среднюю плотность нефти:

3) Пластовое давление будет равно:

P_пл=h_н _н g 10^-6=1833837,5 9,81 10^-6=15,06 МПа

Задача 2. Определить пластовое давление в остановленной безводной фонтанной скважине для следующих условий (табл 1.2):

Таблица 1.2

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий
	2
Глубина скважины L_c, м
Давление на устье остановленной скважины p_yМПа		8,6	7,4	7,7			8,9	9,1	7,5	7,3	8,2
Давление насыщения р_нас, МПа	11,3	12.9	11.4	8.7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5
Забойное давление p_заб, МПа	11,3	12,9	11,4	8,7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5
Температура на устье остановленной скважины t_у°С
Пластовая температура t_пл °С
Коэффициент сжимаемости нефти β_н 10^-4МПа^-1	6,5	5,8	6,2	5,4	6,4	6,4	6,5	6,1	6,2	6,3	6,1
Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий

Глубина скважины L_c, м
Давление на устье остановленной скважины p_yМПа		8,5	7,3	7,6	9,1	8,2	8,7	9,3	7,6	7,4	8,5
Давление насыщения р_нас, МПа	11,3	12.9	11.4	8.7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5
Забойное давление p_заб, МПа	11,3	12,9	11,4	8,7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5
Температура на устье остановленной скважины t_у°С
Пластовая температура t_пл °С
Коэффициент сжимаемости нефти β_н 10^-4МПа^-1	6,4	5,7	6,1	5,3	6,3	6,5	6,4	6,2	6,3	6,4	6,2

Зависимость плотности нефти от давления и температуры представлены на рис. 1.2

Решение. Для расчёта пластового давления в данном случае необходимо использовать формулу:

P_пл =

Рисунок 12 — Зависимость плотности нефти от давления и температуры.

1 - 20°С,

2 - 70°С;

3 -45°С.

Средняя плотность нефти в скважине p_n, зависит от давления и температуры.

По существу, решение данной задачи сводится к расчёту p_n(p,t).Принимая линейный закон распределения температуры по глубине остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру:

t=t_y+t_пл = (20 + 70)/2 = 45°С

Используя графические зависимости р, = f (p.t) на рис. 1.2 и принимая линейное изменение плотности нефти от температуры, путём интерполяции строим зависимость плотности нефти при t = 45°С (кривая 3). Полученную кривую можно использовать для расчета средней плотности нефти в скважине при изменении давления от Р_удоP_пл. По кривой 3 находим среднюю плотность нефти в интервале давлений отР_у= 8 МПа до P_нас= 11,3 МПа; р_н = 775 кг/м³.

Рассчитываем пластовое давление:

P_пл = 2650 775-9,81 10^-6+ 8 = 28,15 МПа.

При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45°С в области давлений от Р_нас= 11,3 МПа до Р_пл= 28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м³. Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность нефти при р_пл.= 28,15 МПа, если плотность нефти при р_нас = 11,3 МПа равна 772,3 кг/м³ (рис. 1.2 кривая 3).

Коэффициент сжимаемости нефти принимаем равным 6,5-10^-4/МПа. Таким образом, плотность нефти при пластовом давлении:

или

Средняя плотность нефти в интервале давлений от р_насдо р_пл,

р_нср= ( 772,5 + 781,1 ) / 2 = 776,8 кг/м³.

Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от

Р_у= 8 МПа до Р_нас=11,3 МПа и от Р_нас = П,3 МПа до Р_пл= 28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,8 кг/м³. Для данных условий нетрудно рассчитать и среднюю плотность нефти в интервале от Р_у= 8 МПа до Р_пл= 28,15 МПа, которая равна 775,9 кг/м³.

Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при

Р_пл = 2650 776,8 9,81·10^-6 + 8 = 28,19 МПа.

Оценим ошибку δ вносимую а расчет пластового давления, пренебрежением влияния давления на плотность нефти в области Р_пл.>Р_нас:

Таким образом, ошибка составляет всего 0,16%, поэтому в практических расчётах можно пренебрегать влиянием изменения плотности нефти за счет ее сжимаемости в области давлений от Р_нас до Р_пл.

Задача 1.3Определить приведённые давления на отметке ВНК в скважинах 1, 2 и 3 (рис. 1.1). Давление замерено в точках А, В, С. Исходные данные приведены в табл. 1.3:

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Таблица 1.3

Наименование параметра	Абсолютное значение Варианты заданий

1. Глубина отметки ВНК Н_ВНК, м
2. Пластовое давление в точках, МПа:
Р_а	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9	18,9
Р_в	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5	18,3
p_c	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2	18,9
3. Глубина замеров пластового давления в точках, м:
L_а
L_в
L_c
4. Альтитуда скважин в точках, м:
Ал₁
Ал₂
Ал₃
5. Плотность нефти в пластовых условиях р_н, т/м³	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75	0,76
6 Плотность воды в пластовых условиях р_в, т/м³	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09	1,1

Решение. 1) Определим приведённое давление на отметке ВНК (р_внк) по данным замера давления в т.А. Предварительно находим разницу между отметками точки А и ВНК (h_A).Гипсометрическая отметка т.А будет при этом равна:

Н_А= L_A – Aл₁= 1756 - 427 = 1329 м.

Из рис. 1.1 видим, что

h_A= Н_А - H_внк= 1329 - 1250 = 79 м.

Так как в интервале между т.А и ВНК пласт насыщен водой, определяем

Р_внк= Р_а - 0,00981- h_A ρ_в = 17,9 - 0,00981·79·1,1 = 17,05 МПа.

2) Определим р_внкпо данным замера давления в т.В. Рассуждая аналогично, найдём:

Н_в = L_B - Ал₂= 1451 - 272 = 1179 м.

Тогда

h_B= Н_BHK – Н_B = 1250 - 1179 = 71 м.

Замечая, что между т.В и ВНК пласт насыщен нефтью, определим:

Р_BHK = Р_B+ 0,00981· h_B ρ_n = 16,5 + 0,00981 71 0,76= 17,03 МПа.

3) Аналогично определим Рвнк по данным замера давления в т.С.

Н_с= L_c – Ал₃= 1535 -267 = 1268 м,

h_c= 1268- 1250= 18 м,

Р_внк= 17,2 - 0,00981 18 1,1 = 17,01 МПа.

Таким образом, значения рассчитанных приведённых давлений по всем трём точкам совпали достаточно точно. Определим среднеарифметическое Рвнк.

Р_внк=

ОФОРМЛЕНИЕ ЛАБОРАТОРНО РАБОТЫ:

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Югорский государственный университет»

Институт природопользования

Кафедра НГД

Основы разработки и эксплуатации

нефтегазовых месторождений

Лабораторная работ №4

_____________________________________________________________________________________________________________________________________

Вариант -

Выполнил: студент группы _______

___________________________

studopedia.ru

Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом

Известен «Способ определения пластового давления в нефтяной скважине», который заключается в остановке скважины, снятии с помощью глубинного манометра кривой восстановления давления, измерении забойного давления до остановки скважины с последующей интерпретацией кривой восстановления давления. (Патент РФ №2167289 от 19.01.1999 г., МПК E21B 47/06).

Недостатком данного способа является то, что необходима остановка скважины, также этот метод предназначен для фонтанных и компрессорных скважин.

Известен «Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов», включающий определение балансового запаса нефти на ту скважину, в которой определяют пластовое давление. Также определяют накопленную добычу жидкости из скважины, накопленный объем закачки вытесняющего агента и накопленную величину его отбора из добывающей скважины. Пластовое давление определяют из расчетной формулы. (См. Патент №2107161 от 29.07.1996, МПК E21B 47/06).

Недостатком данного способа является усложнение поставленной задачи за счет дополнительных затрат и сбора большого количества информации по каждой скважине.

Известен «Способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса» с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве. Для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины применяют аппаратно-программный комплекс. (См. Патент №2370635 от 18.09.2007, МПК E21B 43/00).

Недостатком данного способа является усложнение поставленной задачи за счет привлечения дополнительных транспортных и материальных средств.

Пластовое давление устанавливается в процессе его восстановления при отключении скважины до полной стабилизации. Это время составляет от 6 ч до нескольких суток, причем добыча нефти не производится.

Необходимость периодического измерения давления в большом количестве скважин приводит к заметному ущербу в добыче нефти. Кроме того, требуются технические операции по спуску приборов в скважину пластового давления.

Известные исследования по замеру пластовых давлений в скважинах, оборудованных погружными насосами, показали, что применяемый на практике расчет пластового давления дает большие погрешности. Это связано с неопределенностью определения среднего удельного веса смеси жидкостей в скважине.

Задачей данного изобретения является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов пластового давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения.

Технический результат изобретения достигается за счет использования точки начала притока жидкости из пласта к скважине, по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после ее глушения по формуле:

где ρ_ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

H_{н.притока} - значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта, м.

На фиг.1 изображена кривая вывода скважины на режим и кривая изменения плотности жидкости в межтрубном пространстве.

На фиг.2 - определение динамического уровня графическим методом.

Во время вывода скважины на режим, при спущенном практически до забоя погружном электронасосе, осуществляется фиксирование изменения уровня в межтрубном пространстве. С начала вывода динамический уровень начинает уменьшаться, первоначально (до появления притока из пласта) закон изменения динамического уровня прямолинейный. Точка перехода от прямолинейного закона изменения к криволинейному соответствует притоку жидкости из пласта. Приток из пласта возможен при условии, что забойное давление меньше либо равно пластовому давлению. Плотность жидкости в затрубном пространстве до динамического уровня, соответствующего началу притока из пласта не изменяется и равняется плотности жидкости глушения. Давление в межтрубном пространстве равняется 0 или приближено к 0. Определить пластовое давление можно по формуле (1).

Плотность жидкости глушения, глубина перфорационных отверстий и ускорение свободного падения являются известными величинами. Поэтому определение пластового давления сводится к нахождению значения динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта. Определить точку H_{н.притока} можно приближенным методом.

Метод определения заключается в нахождении точки пересечения между двумя прямыми, первая прямая - это продление прямолинейного участка изменения динамического уровня и две первые точки при криволинейном изменении динамического уровня (вторая прямая). На пересечении получаем значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта. Данный метод может быть графическим и аналитическим. Графический метод определения представлен на фиг.2.

Аналитический метод заключается в составлении двух линейных уравнений и нахождении их общей точки (точки пересечения). В первом случае получаем точки 1 (H₁; t₁) и 2 (H₂; t₂), во втором - 3 (H₃; t₃) и 4 (H₄; t₄). Уравнения прямых примут вид:

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, ч,

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Сделав математические преобразования, получаем систему уравнений:

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, ч,

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Для нахождения общей точки необходимо приравнять уравнения и найти время. Время t_{н.протока} равно:

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м

t₁, t₂, t₃, t₄ - время соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, час

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Полученные значения t по формуле (5) подставляем в любое уравнение системы (4) и получаем H_{п.притока}. После нахождение H_{п.притока} производится расчет пластового давления по известной плотности жидкости глушения по формуле (1).

Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом, отличающийся тем, что при расчете используют точку начала притока жидкости из пласта к скважине, по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после ее глушения по формулеP=ρ·g·(H-H),где ρ - плотность жидкости глушения, кг/м;g - ускорение свободного падения, м/с;H - глубина верхних отверстий перфорации, м;H - значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта, м.

edrid.ru

Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения пластового давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов пластового давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в определении пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом. Причем при расчете используют точку начала притока жидкости из пласта к скважине по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по математической формуле. 2 ил.

Pпл=ρж.гл.⋅g⋅(Hперф.−Hн.притока), (1)

где ρ_ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

На фиг.2 - определение динамического уровня графическим методом.

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, ч,

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Сделав математические преобразования, получаем систему уравнений:

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, ч,

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Для нахождения общей точки необходимо приравнять уравнения и найти время. Время t_{н.протока} равно:

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м

t₁, t₂, t₃, t₄ - время соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, час

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом, отличающийся тем, что при расчете используют точку начала притока жидкости из пласта к скважине, по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после ее глушения по формуле
P_пл=ρ_ж.гл.·g·(H_перф.-H_{н.притока}),
где ρ_ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с²;
H_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;
H_{н.притока} - значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта, м.

findpatent.ru

Пластовое давление - это... Что такое Пластовое давление?

Пластовое давление

► formation (reservoir, rock, sand, seam) pressure

Давление, под которым находятся жидкости и газ в нефтяной залежи. Определяет объем природной пластовой энергии, которой можно располагать в процессе эксплуатации нефтяного месторождения. Начальное пластовое давление находится в прямой зависимости от глубины залегания залежи нефти и обычно близко к гидростатическому давлению. Пластовое давление, значительно отличающееся от гидростатического, называется аномальным пластовым давлением. Пластовое давление изменяется как по площади распространения пласта, так и по глубине нефтяных и газовых залежей и по мощности водоносных горизонтов, увеличиваясь с возрастанием ее пропорционально плотности подземного флюида. Различают статическое и динамическое пластовое давление.

* * *

— давление газа в газонасыщенном объеме пласта. Различают начальное и текущее пластовое давление. Начальное пластовое давление имеет место в газонасыщенном объеме пласта до начала разработки. Начальные пластовые давления обычно приводят к средней горизонтальной плоскости, проходящей через центр тяжести газонасыщенного объема, а чаще через середину продуктивной толщи.
Текущие пластовые давления формируются в газонасыщенном объеме в процессе извлечения из него газа системой эксплуатационных скважин. Его распределение в газонасыщенном объеме характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

Пластовая энергия
Пластовые воды в нефтепромысловой геологии

Смотреть что такое "Пластовое давление" в других словарях:

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление, под которым находятся нефть, вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине ее залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа) … Большой Энциклопедический словарь
Пластовое давление — (a. reservoir pressure; н. Lagerdruck; ф. pression de couche; и. presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) давление, к poe пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию … Геологическая энциклопедия
пластовое давление — давление горных пород горное давление Давление вышележащей толщи (вышележащих горных пород). [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы давление горных породгорное… … Справочник технического переводчика
пластовое давление — давление, под которымнаходятся нефть, вода и газ в недрах. Пластовое давление в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине её залегания (на каждые 10 м глубины пластовое давление увеличивается на 98 кПа). * * * ПЛАСТОВОЕ… … Энциклопедический словарь
пластовое давление — 2.7 пластовое давление: Давление флюида в какой либо точке поглощающего горизонта, равное весу столба жидкости от глубины положения этой точки до статического уровня. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Пластовое давление — давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию нефтеносных, газоносных и… … Большая советская энциклопедия
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление в продуктивном пласте залежи. П. д. возрастает с глубиной залегания пласта (ок. 0,1 МПа на каждые 10 м глубины). Встречаются изолир. участки с аномально высоким или низким П. д., не подчиняющиеся этому правилу … Большой энциклопедический политехнический словарь
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление, под к рым находятся нефть, вода и газ в недрах. П. д. в начале разработки залежи обычно прямо пропорционально глубине её залегания (на каждые 10 м глубины П. д. увеличивается на 98 кПа) … Естествознание. Энциклопедический словарь
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — в нефтяной гидрогеологии давление, под которым находятся жидкость и газ в нефтяной залежи. Начальное П. д. зависит от глубины залегания залежи и обычно близко к гидростатическому давлению. По мере расхода пластовой энергии П. д. снижается. Для… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
пластовое давление к моменту истощения пласта — (или к концу разработки) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN abandonment pressure … Справочник технического переводчика

neft.academic.ru

Пластовое и забойное давление. Понятие о статическом и динамическом уровне — Студопедия

БИЛЕТ № 23

Пластовое давление – давление, под которым находится жидкость и газ в нефтяном пласте. Пластовое давление – давление краевых вод, газа, породы, которые воздействуют на нефть и способствуют ее перемещению в пласте и выходу на поверхность.

Пластовое давление – естественное давление, ненарушенное извлечением из пласта или закачкой в него жидкости. Определяется при исследовании скважины в статическом режиме ( скважина остановлена). При этом скважинным эхолотом отбивается статический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, затем расчетным путем определяют пластовое давление. Оно зависит от глубины залегания пластов и изменяется под влиянием геологических процессов.

Забойное давление -- давление пластовой жидкости на забое скважины во время ее эксплуатации. Определяется при исследовании скважины в динамическом режиме ( скважина работает ). Измеряется, также скважинным эхолотом или глубинным манометром. Динамический уровень, это уровень жидкости в затрубном пространстве при режиме эксплуатации скважины. Чем больше забойное давление отличается от пластового давления, тем интенсивнее обмен между пластом и скважиной.

2. Гидрозащита погружного насоса; устройство, принцип действия.

Гидрозащита предназначена для защиты погружных маслонаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечек масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.

Обозначения гидрозащиты по ТУ 3381-026-21945400-97:

МГ – 5 == модернизированная гидрозащита МГ, 5 -- обозначение габаритной группы и номер разработки.

Гидрозащита типа Г состоит из двух сборочных единиц: протектора, который устанавливается между двигателем и насосом, и компенсатора, расположенного в нижней части двигателя.

Протектор гидрозащиты типа Г состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, верхнего и нижнего корпусов и основания, соединенных между собой резьбовыми соединениями.

На валу протектора установлены три радиальных подшипника скольжения. На обоих концах вала имеются шлицы для соединения с двигателем и насосом. На валу последовательно установлены три торцевых уплотнения, зафиксированных пружинными кольцами. Внутри корпусов размещены две короткие диаграммы – верхняя и нижняя – концы которых посредством хомутов герметично закреплены на опорах. Внутренняя полость нижней диафрагмы при соединении протектора с двигателем сообщается с его внутренней полостью. Задиафрагменная полость нижней диафрагмы продольными каналами в нижнем ниппеле сообщена с внутренней полостью верхней диафрагмы, а полость верхней диафрагмы продольными каналами в среднем ниппеле сообщается с полостью между верхним и средним торцовыми уплотнениями. Протектор заполняют маслом через отверстия под пробки с обратными клапанами, выпуская при этом воздух через соответствующие пробки.

Защита от проникновения пластовой жидкости обеспечивается торцовыми уплотнениями и резиновой диафрагмой.

При работе электродвигателя и в процессе его включений и выключений заполняющее его масло периодически нагревается и охлаждается, соответственно изменяясь в объеме. Изменение объема масла компенсируется за счет деформации эластичной диаграммы компенсатора.

В процессе работы происходит утечка масла через торцевые уплотнения. По мере расхода масла диаграмма компенсатора складывается, а диаграммы протектора расширяются. После полного расхода масла из компенсатора наступает второй период работы гидрозащиты, когда используются компенсационные возможности диафрагмы протектора. При падении давления во внешней полости диафрагмы протектора, при остановке электродвигателя и охлаждении масла, обратный клапан открывается и впускает во внешнюю полость пластовую жидкость, выравнивая тем самым давления.

Последовательное дублирование эластичных диафрагм и торцовых уплотнений в протекторе повышает надежность защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости.

studopedia.ru

Определение пластовых давлений

Горное давление и формула для его определения. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород.

Ргор=0.1gпL, (2.1)

где Ргор - горное давление в кгс/см2; gп - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см3 или тс/м3 ; L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается gп=2,5 гс/см3.

Пластовое давление и методы его определения. Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.

На практике пластовое давление рпл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L[м], умноженной на удельный вес воды gв [кг м/ с2]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия a, изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2

рпл=a gв L/106 [МПа]. (2.2)

Причины аномальности пластового давления. Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

oilloot.ru

Пластовое и забойное давление при разработке залежей — Студопедия

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл_тек.

С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим илидинамическим пластовым давлением.

Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.

Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Р_пл.пр. вычисляют по формуле:

Р_пл.пр=Р_пл.з±rgh

где Р_пл.з — замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения

Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг

скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис. 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае — при разрезании залежи на блоки) показан на рис. 82. Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15—20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)

studopedia.ru

Дующим данным при ГНВП, приняв

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 2

( dР = 3,0МПа: dР– запас противодавлнния )

- Глубина скважины ( Н ) - 4000м.

- Удельный вес р – ра ( Y ) - 1,70 г/см³

- Избыточное Ризб.тр. - 3,4МПа

- Избыточное Ризб.затр.(к ) - 4,8МПа

Определить пластовое давление – Рпл.

Рпл = q х Н х Y + Ризб.тр.

q- ускорение свободного падения = 0,00981см/с²

Рпл. = 0.00981 х 4000 х 1,70 + 3,4 = 70,10МПа

Определить плотность раствора - Y

Рпл. + dР 70,10 + 3,0

Y= -------- = --------------------- = 1,86 г/см³

Q х Н 0,00981 х 4000

Определить начальное давление циркуляции

при ликвидации ГНВП для следующих ис –

ходных данных по скважине :

( приняв – dР = 1,0МПа )

-подача насосов ( Q1 ) - 34л/сек.

- гидравлические сопротивления ( Рг.с.)- 14,1МПа

- выбранная подача ( Q2) - 17л/сек.

- избыточное давление ( Ризб.тр.) - 2,8МПа.

- избыточное давление ( Ризб. затр.) - 4,5МПа

Рнач. = Ризб.тр. + Р¹г.с. + dР

Р¹г.с. - гидравлические сопротивления при выбран-

ной для глушения подачи, МПа.

1.Определить Р¹г.с.

Q2 17

Р¹г.с. = Рг.с . х (---)²⁼^{14.1 х (---)²=^{14.1^{х 0.5² =}}}

Q1 34

14,1 х 0,25 = 3,52МПа

Определить начальное давление.

Рнач = 2,8 + 3,52 + 1.0 = 7,32МПа.

- Определить высоту пачки флюида, поступившего в

Скважину при вынужденном простои, при отсутствии

инструмента в скважине при следующих данных:

- объем поступившего флюида в скв (Vф.) - 1,0м³

-площадь кольцевого пространства (Fк.п.)- 0,024м²

-площадь забоя (Fз.) - 0,037м²

-площадь бурильных труб (Fб.тр.) - 0,009м²

^{Vф. 1 1000}

hф. = ---- = --------- = --------- = 27м.

Fз. 0,037 37

Оределить высоту пачки флюида поступившего в сква

Жину при простое с НКТ находящемся на забое, при

следующих данных:

Vф – 3.3м³ ; Fк.п. – 0.024м³ ; Fв.с. – 0.009м³;

Fз. – 0.037м³

Vф 3,3 3.3

hф = -------------- = ------------------ = ---------- = 100м.

Fв.с + Fк.п. 0.009 + 0.024 0.033

Определить высоту пачки флюида, поступившего в скважину при бурении по следующим данным:

Vф –1.5м³ ; Fк.п. – 0.024м² ; Fз. – 0.037м²

Fб.т. – 0.009м²

Vф. 1.5

hф = ------- = ------- = 62.5м (63м)

Fк.п. 0.024

В разрезе скважины имеются два пласта-

коллектора со следующими параметрами:

1. Первый пласт:

- глубина кровли (Н) - 1840м.

- пластовое давление (Рпл) - 26МПа.

- давление поглощения (Рпог) - 33МПа.

2. Второй пласт:

- глубина кровли (Н) - 2020м.

- пластовое давление (Рпл) - 27МПа.

- давление поглощения (Рпог) - 30МПа.

Можно – ли вскрыть оба пласта одним стволом?

Определяем эквивалентную плотность поглощения для –1-го пласта:

Рпог 33 33

Yпог = -------- = ------------------- = ------ = 1,83г/см³

Q х Н 0,00981 х 1840 18,05

Определяем верхний предел плотности бурового раствора

для вскрытия 1-го пласта : dр = 2,6МПа.

Рпл + dР 26,0 + 2,6 28,6

Y = ------------ = --------------------- = -------- = 1,58г/см³

Q х Н 0,00981 х 1840 18,05

1. Определяем эквивалентную плотность давления поглощения для 2-го пласта:

Рпог 30 30

Yпог = -------- = ------------------ = ------ = 1,51г/см³

D х Н 0,00981 х 2020 19,82

Определяем верхний предел плотности бурового раствора

для вскрытия 2-го пласта: dр = 2,7МПа.

Рпл + dР 27,0 + 2,7 29,7

Y = ------------- = --------------------- = --------- = 1,50 г/см³

Q х Н 0,00981 х 2020 19,82

Сравнивая полученные для двух пластов- коллекторов минималь-

ное значение эквивалентной плотности давления поглощения (Рпог)

и максимальное значение плотности бур.раствора (Yб.р),получаем:

Yпог = 1,51 Yб.р = 1,58г/см³

Следовательно, данный интнрвал 1840-2020м является несовмести-

мым по условиям бурения и одновременное вскрытие двух пластов

коллекторов – недопустимо.

Первый вариант:

Гидростатическое давление в скважине глубиной (Н) – 4300м. составляет – 70,5МПа. Величина плотности раствора – 1.68г/см³. Является ли величина фактической плотности раствора в скважине -допустимой?

Рпл 70,5 70,5

Y = -------- = --------------------- = ---------- = 1,67г/см³

Q х Н 0,00981 х 4300 42,18

Так ,как разница между плотностями бур.раствора

меньше – 0,02г/см³: то является - допустимой.

Второй вариант:

Гидростатическое давление в скважине глубиной –

М. составляет – 79,5МПа. Величина плотности

раствора – 1,65г/см³. Является ли величина факти –

ческой плотности расвора в скважине – допустимой!

Рпл 79,5 79,5

Y = --------- = ----------------- = ------- = 1,62г/см³

Q х Н 0,00981х 5000 49,05

Так , как разница между плотностями бур. раствора

больше – 0,02г/см³ ; то является – не допустимой.

Определить конечное давление циркуляции

при ликвидации ГНВП для следующих данных, приняв -dР = 2,0МПа

глубина скважины (Н) – 3300м.

уд. вес раствора (Y) - 1,60г/см³

избыточное давление (Ризб.тр) – 2,8МПа

Избыточное давление (Риз.зат.) – 4.5МПа

гидравлические сопротивления (Рг.с) – 10,08МПа.

подача насосов (Q¹) – 12л/сек

выбранная подача (Q²) – 6,0л/сек

Определить пластовое давление – Рпл

Рпл. = q х Н х Y + Ризб.тр. = 0,00981 х 3300 х 1,60 + 2,8 =

МПа.

Определить уд.вес раствора для глушения скважины–Yгл.

Рпл. + dР 54,60 + 2,0 56,6

Yгл.= ------------- = ------------------- = ------- = 1,75г/см³

Q х Н 0,00981 х 3300 32,4

3.Определить гидравлические сопротивления при выбранной подаче – Р¹г.с.

Q² 6

Р¹г.с. = Рг.с. х ( --)²=10,8 х ( --)² =10,8 х 0,5²= 10.8 х 0.25 =2,7МПа

Q¹12

Определить конечное давление циркуляции – Рк.

Yгл. 1,76

Рк. = Р¹г.с. х -------- = 2,7 х ------- = 2,7 х 1,1 = 3,0МПа

Yр-ра 1,60

Определить плотность поступившего в скважину

флюида при следующих исходных данных:

- плотность бурового раствора в скважине - (Yн) – 1,25г/см³

- объем поступившего в скважину флюида - (Vо) – 2,3м³

- площадь поперечного сечения ствола скважины в интер-

вале расположения пачки флюида - (F) – 0,0124м²

- избыточное давление в трубном пространстве

- (Риз.тр) – 2,2МПа

- избыточное давление в затрубном пространстве -

- (Ризб.к) – 3,6МПа

( Ризб.тр – Ризб.к)

Yф = Yн - -------------------

Q х hф

hф– высота столба флюида в стволе скважины –м.

Определить высоту пачки флюида

Vф 2,3

hф = ------- = ---------- = 186м.

F 0,0124

Определить плотность поступившего в скважину

Флюида.

(Ризб.к – Ризб.тр.) ( 3,6 – 2,2 )

Yф = Yр - ------------------------- = 1,25 - ------------------ =

Q х hф 0,00981 х 186

1,4

1,25 - ----- = 1,25 – 0,77 = 0,48г/см³

1,82

Обозначения:

q – ускорение свободного падения = 0.00981см/с

допустимые объемы :

- при подъеме= 0.5м³

^-при бурении, спуске и других работах= 1.0м³

dР - запас противодавления (превышение забойного давления над

пластовым - МПа) : 10% - для скважин глубиной от 0 до 1200м. (но не более 1.5МПа) 5% - для интервалов от 1200м до пректа (но не более 2.5 – 3.0 МПа )

Ропр. – давление опресовки (МПа, атм. кг/см²)

Рг.р. – давление гидроразрыва ( МПа, атм. кг/см²)

Рпл. – пластовое^{давление (МПа, атм. кг/см² )}

Риз.тр. – избыточное давление в трубном пространстве.

Риз.к (затр) – избыточное давление в затрубном пространстве.

Рн. – начальное давление циркуляции.

Рк. – конечное давление циркуляции.

Рг.с. – гидравлические сопротивления при бурении.

Р¹г.с. – гидравлические сопротивления при выбранной для

глушения подаче.

Ргс. – гидростатическое давление.

Yн. – плотность ( удельный вес) бур.раствора в скважине (г/см³⁾

^Yф. – плотность флюида (г/см³ )

Yк. – плотность бур.раствора для глушения скважины (г/см³⁾

Н – глубина , м. ( скважины, залегания пласта, подошвы сла –

бого пласта, спуска НКТ и т.д. )

Vо – объем поступившего в скважину флюида, м³.

F – площадь поперечного сечения ствола скважины , м².

Fк.п. – площадь кольцевого пространства, м².

Fв.с. – площадь внутреннего сечения(НКТ, бур.труб ) м².

^Q¹ – производительность насосов при бурении, л/с.

Q² – выбранная подача насоса для глушения, л/с.

^{Подсчитайте скорость миграции газовой пачки в закры-}

Той скважине при ГНВП, при следующих исходных

данных:

- избыточное давление в трубном пространстве (Риз.тр) – 4,5МПа

- избыточное давление в затрубном пространстве (Риз.к) – 6,0МПа

- удельный вес ( плотность ) раствора ( Y) - 1,65г/см³

- давление в бурильных трубах (Р¹из.т) и в обсадной коллоне

(Р¹из.к) увеличилось на – 8,9МПа за - 2 часа.

Средняя скорость миграции газа в скважине рассчитывается

по формуле:

DРу 8.9 8.9

Uср = ---------------- = ----------------------- = -------- = 266 м/час

Q х Y х t 0.00981 х 1.65 х 2 0.0324

DРу – перепад давления на устье закрытой скважины, МПа за время – t (час).

- Скорость миграции газа в трубном пространстве:

Р¹из.тр – Риз.тр 8,9 – 4,5 4,4

Uср = -------------------------- = ------------- = ------------ = 136м/час

Х 1,65 х 2 0,0324 0,0324

Ответ: Скорость миграции газа в трубах составляет – 136м/час

- Скорость миграции газа в затрубном пространстве:

Р¹из.к – Риз.к 8,9 – 6,0 2,9

Uср = ------------------- = ------------ = ---------- = 89,5м/час.

Х 1,65 х 2 0,0324 0,0324

Ответ: Скорость миграции газа в скважине составляет – 89,5м/час

- При бурении скважины (забой-2000м) произошло ГНВП

Из пласта расположенного на глубине–1000м. (пластовое

давление–15МПа). Плотность поступившего флюида-

600 кг/м³). Высота пачки-10м. Плотность бурового раст-

вора –1400кг/м³. Каким будет давление на забое скважи-

Ны через 5 – 10мин?

В данной ситуации на забой будет давить:

- столб раствора – 1000м

- газовая пачка высотой – 10м; давление в

газовой пачке = пластовому давлению и

Равно - 15МПа.

Определяем давление столба бур. расвора

На забой при глубине - 1000м.

Рб.р. = q х Н х Y = 0.00981х 1000 х 1.4 = 13.7МПа

Определяем забойное давление.

Рз. = Рб.р. + Рг.п. = 13.7 + 15 = 28.7МПа

Рг.п. = Рпл.

- Каким будет избыточное давление в затрубном пространстве через 5 – 10мин. после герметизации

Устья скважины?

1. Риз.з. = Рпл. – Yб.р. х q х (Н – hф) –Yф. х q х hф. =

15 – 1.4 х 0.00981х (1000 – 10) – 0.6 х 0.00981 х 10 =

15 – (1.4 х 0.00981х 990) – 0.059 = 15 – 13.6 – 0.059 =

МПа.

В процессе миграции газовой пачки (объем пач-

ки – 2.7м³, плотность газа – 600кг/м³) по стволу

Скважины с глубины – 2000м избыточное давле-

ние в затрубном простоанстве возросло на –

МПа за – 1час 30мин.

На сколько увеличится избыточное давление в

трубах ?

Ответ: на устье в трубах и в затрубном пространстве появи-

Лось избыточное давление из-за необходимости ком-

Пенсации недостатка гидростатического давления

Для уравновешивания пластового давления в обоих

Ветвях сообщающихся сосудов (трубном и затрубном

Пространствах).

- избыточные давления в трубах и затрубном простран-

Стве увеличивается одинаково, то есть величина при-

Роста давления за один и тот же промежуток времени

В трубах и затрубном пространстве одна и та-же и

равняется = 6МПа.

Определить допустимый объем (Vдоп.) поступле-

ния флюида в скважину при следующих данных:

Предельный объем (Vпред.):

- для стыка секций обсадных коллон – 12м³

^{- для подошвы слабого пласта- 9м³}

- для приустьевой части ОК - 7м³

- коэффициет «альфа» принять равным – 0.5

Коэффициет « альфа – а » берется согласно

Таблицы.

Тип скважины	Значение коэффициента a
Технологические операции и виды работ
Бурение и прочие виды работ	Подъем труб
Наличие косвенных признаков	Отсутствие косвенных признаков	Наличие косвенных признаков	Отсутствие косвенных признаков
Эксплуатационная	0,75	0,62	0,5	0,37
Разведочная	0,62	0,5	0,37	0,25

- Определение допустимого объема:

- Vдоп. = а х Vпред. = 0.5 х 7 = 3.5м³

- Vдоп. =a х Vпред = 0.5 х 9 = 4.5м³

⇐ Предыдущая12

infopedia.su

Определение пластового давления в скважине